财务数据和关键指标变化 - 第一季度净收入6000万美元，合每股0.67美元，去年同期净收入9600万美元，合每股1.07美元 [7] - 应用收益测试后，2022年第一季度收益减少1700万美元，合每股0.14美元 [9] - 全年指导从每股2.75 - 2.90美元下调至2.50 - 2.65美元，重申长期盈利增长4% - 6%，股息增长5% - 7% [12] - 第一季度总营收每股增加0.01美元，天气调整后营收贡献每股0.04美元，天气变暖使营收每股减少0.03美元，不利电力成本使每股减少0.06美元 [26][27] - 2022年资本支出预测增加2500万美元，未来五年计划投资33亿美元 [30] - 3月31日总可用流动性为9.05亿美元，计划在2022年下半年发行高达2.5亿美元的债务 [31] - 董事会批准每股股息增加0.09美元，年化后增长5.2% [39] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度负荷天气调整后增长4.4%，住宅负荷增长1.8%，商业负荷增长3.2%，工业负荷增长10.4% [13][23][24] - 住宅客户数量季度环比保持稳定，使用率高于疫情前水平但开始正常化 [24] 各个市场数据和关键指标变化 - 地区失业率为3.5%，区域经济强劲，高科技和数字服务等行业快速增长 [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 继续投资输电和配电基础设施，提高系统可靠性和弹性，支持负荷增长 [14] - 增加技术投资，促进可再生能源整合，提高系统灵活性和弹性 [15] - 2021年发起的RFP短名单已公布，预计5月6日提交给PUC，年底确定中标者，后续将发布更新的综合资源计划 [15][16] - 关注数字解决方案，应对成本压力，制定资源计划以实现脱碳目标，为客户提供可靠、经济、清洁的能源 [18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 通胀压力影响成本，特别是原材料价格和供应链限制，但电力成本框架有对冲策略，可限制大宗商品价格上涨影响 [25][36] - 预计经济持续增长，天气调整后负荷增长2% - 2.5%，将采取措施管理运营和维护成本 [36][38] 其他重要信息 - 本周收到OPUC关于2022年一般费率案的最终命令，授权价格总体上涨约3.2%，确定资本结构、股本回报率和平均费率基数等 [19] - 法拉第重新发电项目将通过单独费率程序处理，正在评估项目成本回收方式 [20] - 发布2021年环境、社会和治理报告，展示在可持续发展方面的进展 [17] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 通胀压力的持续性及下一次费率案的时间 - 今年的调整主要与工作量有关，而非通胀，通胀对2023 - 2024年的资本成本影响更大，且将持续较长时间，RFP成本和天然气价格也受影响 [45][46] 问题2: RFP短名单流程是否会因调查而推迟 - 这取决于PUC和项目赞助商，目前存在不确定性，公司采取建设 - 转让方式管理风险，后续还有多次采购机会 [48][49][50] 问题3: 1700万美元递延释放的原因及未来委员会的自由裁量权 - 1700万美元释放与2020年活动有关，基于受监管ROE的收益测试，未来测试将每年应用于野火和冰风暴递延金额 [54][55] 问题4: 剩余递延金额及PCAM收益是否计入更新后的指导 - 冰风暴剩余递延金额为7100万美元，野火为2300万美元，PCAM的1000万美元收益已计入更新后的指导 [56][60] 问题5: 未来野火成本的处理方式 - 未来野火成本不受收益测试影响，但额外的野火和植被管理成本已反映在修订后的年度指导中 [66] 问题6: 费率案解决后对长期增长轨迹的考虑 - 需要看到RFP中公司自有资产的更多进展，这将是主要驱动因素 [69] 问题7: 为何将递延计入运营指导 - 经过讨论，考虑到规模和会计处理等因素，最终决定如此呈现 [70] 问题8: 若排除递延，是否会降低指导 - 难以单独分离，多种成本压力的累积导致指导降低 [71][73] 问题9: 法拉第项目的选择及林业部门传票情况 - 可能提交单一问题费率案或常规费率案，传票与2020年野火有关，目前无活跃事项 [82][84] 问题10: 收益测试的法律基础及未来是否可能再次应用 - 委员会在审慎审查和合理费率方面有讨论和应用收益测试的情况，未来可能再次应用 [89][90] 问题11: RFP投标是否需要修订及投标者无法履行承诺的处理流程 - 谈判时会要求投标者确认定价和时间表，可能需要修订投标；若投标者无法履行承诺，需PUC确认短名单，后续再处理相关问题 [93][95][96] 问题12: 公司是否在RFP短名单中 - 公司是投标者之一，具体项目可查看日程表 [97] 问题13: 是否有审慎审查及对未来2020年成本回收的影响 - 有审慎审查日程，希望今年完成，公司正与利益相关者合作进行证券化，以减轻对客户的负担 [102][103][105] 问题14: 2021年递延金额及是否仍可回收 - 2021年野火递延余额从5300万美元调整至3780万美元，COVID递延从近3800万美元调整至3500万美元，已对2021年进行收益测试，无触发测试的受监管收益 [107][112] 问题15: 野火缓解计划是否会增加资本支出 - 计划中有相当数量的资本支出和运营维护支出，将持续多年，是业务的永久部分 [113][114][115] 问题16: 2023年递延减少是否会影响收益 - 收益测试对2023年无影响 [122] 问题17: 如何看待4% - 6%的长期每股收益增长率 - 需等待RFP项目的最终结果，这是公司能源脱碳的重要组成部分 [121] 问题18: 如何考虑增长股权与资产负债表修复股权及更新增长率的时间 - 这主要是增长股权故事，将先确定实际机会，再考虑资产负债表和进入市场的时机；更新增长率取决于RFP结果 [131][132]

财务业绩 - 2022年第一季度净收入6000万美元，摊薄后每股收益0.67美元；2021年同期净收入9600万美元，摊薄后每股收益1.07美元[14] - 2022年每股收益指引从2.75 - 2.90美元下调至2.50 - 2.65美元，重申长期每股收益增长率4% - 6%，长期股息增长率5% - 7%，2022年负荷增长率2% - 2.5%，长期负荷增长率1.5%[18] 费率案例 - 2022年综合费率案例最终订单22 - 129，费率5月9日生效，平均费率基数56亿美元，增加8.14亿美元，增幅17%，净资产收益率9.5%，资本结构50/50，债务成本4.125%，资本成本6.83%，收入需求增加7400万美元[21] 资本支出与流动性 - 2022 - 2026年有可靠性和弹性投资规划，资本支出预测基于未来投资假设，实际金额可能不同[24][27] - 截至2022年3月31日，总流动性9.05亿美元，包括6.5亿美元信贷额度、1.45亿美元信用证和1.1亿美元现金[29] 资源规划与采购 - 有375兆瓦无排放容量和100兆瓦可再生能源选择权，支持绿色未来影响计划的公司供应[35] - RFP于2021年12月发布，2022年1月提交投标，4月公布入围名单，预计2024年底项目投入使用，抽水蓄能项目2027年12月31日前上线[36]

政策法规相关 - 俄勒冈州立法规定公司等实体需在2030年减少80%、2035年减少90%、2040年及以后减少100%的温室气体排放[161] - 俄勒冈州众议院法案2021要求零售电力供应商到2030年将与服务俄勒冈零售电力消费者相关的温室气体排放量较基线水平减少80%，2035年减少90%，2040年减少100%[181] - 俄勒冈州参议院法案1547规定可再生能源占比目标为2025年达27%，2030年达35%，2035年达45%，2040年达50%[190] 绿色未来计划相关 - 超23.5万住宅和小型商业客户自愿参与公司绿色未来计划[162] - 截至2022年3月31日，绿色未来影响计划获批容量为750兆瓦[164] 气候事件相关 - 2021年6月该地区温度创历史新高，峰值负荷需求超此前夏季峰值近12%[165] - 2020年俄勒冈州野火季烧毁超100万英亩土地[165] 公司减排目标相关 - 公司计划到2030年减少至少80%、2035年减少90%、2040年实现零与供电相关的温室气体排放[166] 公司收益指引相关 - 公司长期摊薄后每股收益平均增长指引为4 - 6%[166] 清洁能源计划相关 - 首个清洁能源计划预计2023年春季提交，将设定年度脱碳目标[168] 资源招标相关 - 2021年全资源招标书（All - Source RFP）寻求约375 - 500兆瓦可再生资源、约375兆瓦非排放可调度容量资源及为绿色未来影响（GFI）计划寻求最多100兆瓦新的风能、太阳能或混合可再生及电池存储资源[170] - 公司预计2021年全资源招标书将满足约1500 - 2000兆瓦清洁和可再生资源及约800兆瓦非排放可调度容量资源的部分预计需求，以实现2030年减排目标[169] 公司项目进度相关 - 公司在2020年投入使用100兆瓦的风能资源，太阳能和电池组件于2022年3月投入使用[169] - 公司计划在2022年7月15日前让俄勒冈公用事业委员会（OPUC）确认招标书入围名单，以便签订最终协议[174] - 公司2021年10月提交的配电系统计划（DSP）第一部分于2022年3月8日获OPUC认可，第二部分预计2022年8月提交[176] 机组所有权及折旧相关 - 公司拥有科尔斯特里普（Colstrip）3号和4号机组20%的所有权份额，OPUC于2021年12月批准加速折旧至2025年12月31日[188][189] 综合费率案相关 - 2022年综合费率案（2022 GRC）申请将客户价格总体平均提高约3.9%，其中2.0%是由于2022年预计更高的净可变电力成本[193] - 2022年综合费率案最终收入要求基于56亿美元的平均费率基数，年收入要求增加7400万美元[197] - 公司最初申报收入需求为9900万美元（含与NVPC相关的4000万美元），修订后为7400万美元（含与NVPC相关的6400万美元）[198] - 2022年GRC中，公司请求将年度收取金额从400万美元提高到1100万美元，但同意维持在400万美元[199] - 基本费率的总收入需求增加8300万美元，其中900万美元已包含在当前客户价格中，不视为增量[200] 递延余额及成本相关 - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，公司与COVID - 19相关的递延余额分别为3500万美元和3600万美元，预计2022年增量坏账费用为1600 - 1800万美元[207] - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，公司与2020年野火响应相关的累计递延成本分别为3800万美元和4500万美元[212] - 截至2022年3月31日，公司因2021年2月冰风暴已产生约1.08亿美元增量成本，其中3600万美元为资本支出，7200万美元为运营费用[214] - 截至2022年3月31日，公司因2021年2月冰风暴已递延总计7100万美元（含利息）的增量运营费用[216] 电力成本及收入需求相关 - 2022年AUT批准电力成本较2021年增加6400万美元，相应年度收入需求也增加[218] - 2021年实际NVPC高于基线NVPC 6200万美元，公司已递延90%的超额差异，即2800万美元，预计向客户收取[218] 场地清理成本相关 - 波特兰港超级基金场地预计总清理成本在19亿 - 35亿美元之间，公司可能承担部分成本[219] 解耦机制收款相关 - 解耦机制下的收款对每个合格客户类别有年收入2%的限制，2022年记录的收款将按2024年1月1日生效的适用电价表净价计算[220] 退款及收款相关 - 2022年第一季度，公司记录了来自住宅和商业客户的估计退款200万美元和收款100万美元[223] - 截至2021年12月31日，公司记录了总计1000万美元的估计退款，将于2023年1月1日起一年内退还客户[224] 收入要求相关 - 公司估计Boardman在2020年底前的收入要求为1400万美元，2021年为6600万美元，2022年第一季度为1700万美元[226] 能源交付量相关 - 2022年第一季度，总零售能源交付量为536.8万兆瓦时，同比增长3%；总能源交付量为687.5万兆瓦时，同比增长7%[223] - 2022年第一季度，经天气调整后，零售能源交付量同比增长4.4%，其中工业交付量增长10%，商业能源交付量增长3%，住宅能源交付量增长2%[236] - 公司成本服务退出计划将限制交付给直接接入客户的能源量，约为2022年前三个月总零售能源交付量的12%[237] 能源接收量相关 - 2022年第一季度，公司自有和联合拥有的热电厂能源接收量同比下降7%，水电能源接收量同比增长27%，风电能源接收量同比下降24%[242][243][244] 非可变电力成本相关 - 2022年第一季度，实际非可变电力成本（NVPC）比基线NVPC低1000万美元，预计2022年全年NVPC低于基线且在规定范围内，无需向客户退款[247] - 2021年全年，实际NVPC比基线NVPC高6200万美元，超出规定范围，公司递延了2800万美元，最终结果待OPUC确定[247] 财务指标相关 - 2022年第一季度净收入为6000万美元，较2021年同期的9600万美元下降38%[249] - 2022年第一季度总营收为6.26亿美元，较2021年同期的6.09亿美元增长3%，主要因零售能源交付量增加和价格上涨[249][250] - 2022年第一季度批发收入为5600万美元，较2021年同期的3300万美元增长70%，因平均批发销售价格上涨16%和销售量增加21%[254] - 2022年第一季度购电和燃料费用为2.02亿美元，较2021年同期的1.69亿美元增长20%，因平均可变电力成本和总系统负荷增加[249][256] - 2022年第一季度运营费用为5.2亿美元，较2021年同期的4.76亿美元增长9%，因先前递延项目不被允许和服务恢复成本等增加[249][250] - 2022年第一季度零售收入为5.64亿美元，较2021年同期的5.53亿美元增长1100万美元，因AUT批准、零售能源交付量增加等因素[252][253] - 2022年第一季度其他运营收入为600万美元，较2021年同期的2300万美元下降1700万美元，因2021年出售多余天然气获利，2022年亏损[252][255] - 2022年第一季度实际NVPC为1.46亿美元，较2021年同期的1.36亿美元增加1000万美元，因购电和燃料费用增加及批发收入减少[260] - 2022年第一季度发电、输电和配电费用为9000万美元，较2021年同期的8000万美元增长1000万美元，因先前递延金额释放和植被管理等费用增加[262] - 2022年第一季度行政及其他费用为8900万美元，较2021年同期的8600万美元增长300万美元，因员工薪酬和福利费用增加[263] 现金流相关 - 2022年3月31日季度末现金及现金等价物为1.1亿美元，年初为5200万美元；2021年同期末为1.35亿美元，年初为2.57亿美元[269] - 2022年第一季度经营活动净现金为2.49亿美元，2021年为1.68亿美元；投资活动净现金为-1.54亿美元，2021年为-1.62亿美元；融资活动净现金为-3700万美元，2021年为-1.28亿美元[269] - 2022年第一季度经营现金流净变化为8100万美元，2022年折旧和摊销非现金费用预计在4.2亿 - 4.4亿美元，经营活动预计提供现金在5.75亿 - 6.25亿美元[270] 资本支出相关 - 2022年公司计划资本支出6.85亿美元，预计由经营活动现金和发行短期及长期债务证券提供资金[272] - 2022 - 2026年持续资本支出每年预计6.5亿美元，2022年综合运营中心额外支出3500万美元；2024年长债到期8000万美元[276] - 2022年公司预计用经营活动现金（5.75亿 - 6.25亿美元）、发行不超过2.5亿美元长期债务证券及按需发行短期债务或商业票据来满足资本需求[278] 债务相关 - 截至2022年3月31日，公司有9亿美元短期债务发行授权，可用流动性为9.05亿美元[279] - 截至2022年3月31日，长期债务净额为32.86亿美元，扣除未摊销债务费用1300万美元[284] 权益比率相关 - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，公司普通股权益比率为45.2%，目标是维持约50% [285] 债务评级相关 - 穆迪和标普对公司债务评级为投资级，若评级下调至投资级以下，单机构下调可能需追加最高5300万美元抵押品，双机构下调可能需追加最高1.13亿美元抵押品[286][287]

公司概况 - 公司为垂直整合的电力公用事业公司，约有90万零售客户，服务区域覆盖俄勒冈州约一半人口和75%的商业及工业活动[11] - 2021年营收24亿美元，摊薄后每股收益2.72美元，净公用事业工厂资产80亿美元[11] 投资论点 - 采用100%清洁能源框架，退出现有煤电厂运营，开展可再生能源招标[15] - 投资电网以增强弹性和智能化，拥有高增长服务区域和建设性监管环境[16] - 长期每股收益增长4% - 6%，股息增长5% - 7%，客户体验出色[17] 战略目标 - 到2030年将俄勒冈州零售客户供电的温室气体排放量至少减少80%，到2040年实现100%减少[22] - 增加有益电力使用，实现每年每股收益4% - 6%的增长[22] 服务区域 - 服务区域人口增长强劲，涵盖多个产业，2021年住宅、商业、工业客户分别占零售交付量的39%、35%、26%[25] - 预计长期年能源交付量增长1%[25] 财务表现 - 2018 - 2022E会计ROE分别为8.6%、8.4%、6.0%、9.2%、9.0% - 9.4%，允许ROE为9.5%[44] - 股息长期增长指引为5% - 7%，2021年底总流动性为8.43亿美元[48][51] 环境与可持续发展 - 计划到2040年实现全公司净零温室气体排放，到2030年将供电相关温室气体排放减少至少80%[56] - 到2030年使公司车队60%以上实现电动化，到2025年使部分车辆100%电动化[56] 监管与成本 - 2022年一般费率案平均费率基数增加8.14亿美元，增幅17%，ROE为9.5%[88] - 截至2021年底，因新冠、野火、风暴等事件递延成本分别为3600万、4600万、6700万美元[89][90] 电网投资 - 2017 - 2021年配电系统总支出分别为2.68亿、3.22亿、3.52亿、3.9亿、4.08亿美元[100] - 未来投资将受分布式能源等因素驱动[101] 成本回收机制 - 年度电力成本更新关税需经OPUC审慎审查和批准，新价格次年1月左右生效[102] - 电力成本调整机制按90/10与客户分担成本/收益，有收益测试和死区设置[104] 价格比较 - 住宅、商业、工业、大型工业用电价格均低于EEI美国平均水平[112][114][116][118]

财务数据和关键指标变化 - 2021年全年净收入2.44亿美元，合每股2.72美元，2020年全年为1.55亿美元，合每股1.72美元；第四季度净收入6600万美元，合每股0.73美元，2020年第四季度为5200万美元，合每股0.57美元 [8][9] - 2021年全年GAAP每股收益为2.72美元，2020年为1.72美元；2020年非GAAP每股收益为2.75美元，剔除了能源交易损失的负面影响 [26] - 2021年总营收增加0.78美元每股，主要因服务区域经济强劲增长，部分因天气有利；不利电力成本为0.58美元每股 [27] - 2022年全年每股收益指引为2.72 - 2.90美元，中点较2019年2.39美元的基数有5.8%的复合年增长率 [39] - 2022年O&M指导中点为6亿美元，较2021年水平下降7%，正常化后下降约4%，即约2500万美元 [41][54] - 董事会宣布每股0.43美元的股息，2021年全年股息为每股1.68美元，连续15年股息增长，过去五年复合年增长率为6.1% [43] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年各客户类别需求均增长，住宅需求经天气调整后增长1%，商业负荷经天气调整后增长4.2%，工业交付经天气调整后增长8.5% [23][24] - 2021年负荷经天气调整后同比强劲增长4%，有利天气使整体增长率额外增加1.1%，达到5.1% [23][25] 各个市场数据和关键指标变化 - 2021年电力价格显著上涨，尤其是夏季，因天气变暖和区域容量需求增加 [28] - 2022年哥伦比亚河径流预测为105% - 108%，公司运营的河流系统略低于100%，与2021年形成对比 [85] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 采取措施降低电力市场风险，包括更新年度关税机制、采用新的预测方法、改善电厂运营和采购额外的远期容量 [12] - 推进数字化能力建设，提高运营效率和客户体验，通过先进数据分析和智能电网技术增强系统可靠性 [15] - 受俄勒冈州清洁能源立法推动，加速脱碳进程，设定激进的碳减排目标，承诺到2040年实现公司运营净零排放 [16] - 发起招标，寻求多达500兆瓦的可再生能源和375兆瓦的非排放容量，预计年底做出最终决定 [17] - 2022年综合费率案达成协议，最终费率基数为56亿美元，较之前增加8.14亿美元或17%，年度收入要求净增1000万美元，客户价格适度上涨0.5% [32] - 同意取消解耦机制，加速科尔斯特里普电厂折旧，预计4月底获得最终命令 [33] - 2023 - 2026年资本支出预测从每年5.5亿美元提高到6.5亿美元，未来五年预计投资约30亿美元 [35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2021年在疫情、冰风暴和创纪录高温背景下实现强劲增长和执行，专注于电网加固和新技术以提高可靠性和弹性 [7] - 地区经济增长，特别是科技和数字领域，推动整体收入增长，但电力市场挑战可能持续 [10][11] - 预计2022年经济持续增长，负荷增长2% - 2.5%，长期增长约1.5%，专注于数字和其他技术、运营改进和效率提升，以缓解通胀成本压力 [20] 其他重要信息 - 公司副总裁、总法律顾问兼首席合规官丽莎·卡纳计划7月初退休，3月中旬过渡到首席合规官角色；安吉丽卡·埃斯皮诺萨被任命为副总裁、总法律顾问，3月中旬生效 [46][47] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 资本计划和费率案中目前应假设的ROE是多少 - 随着费率基数增长，结构性滞后会减少，公司也注重成本降低；2022年中点ROE约为9.2%，2022年O&M支出减少约4%（约2500万美元）有助于改善ROE前景 [53][54] 问题2: 考虑基本资本支出增加和费率案和解协议，如何看待增长速度的成本管理，解耦机制取消对增长速度有何影响 - 约三分之二的2026年前资本支出在输配电系统，还有支持该系统的资本；解耦机制不对称且有上限，不利于公司再投资和脱碳目标，取消有助于促进增长、脱碳和客户服务 [56][57] 问题3: 何时更新4% - 6%增长区间内的位置 - 费率案进程很重要，还需观察RFP过程的结果，希望看到稳定的收益、更多资本投资和RFP结果后再考虑超出该范围增长 [63] 问题4: 关于RFP短名单的资格和动态，以及公司参与能力 - 收到各种技术和购电协议或所有权选项的投标，正在根据最低风险、最低成本和快速脱碳能力等客观标准评估；OPUC在12月无偏见地拒绝了附属公司权益申请，可能会重新提议，若RFP参与规模不大，公司财务状况良好，可在现有公用事业框架内融资 [65][66] 问题5: 考虑到2021年底股权比率低于和解协议水平和资本支出增加，2023年是否需要股权融资 - 会计基础上股权比率约45% - 47%，和解协议为50 - 50；需看RFP结果，可能为其和调整比率进行股权融资 [76] 问题6: 如何处理法拉第项目投入使用后的监管滞后问题 - 正在与各方协商监管和时间安排，过去有通过单独但狭窄的费率案处理类似项目的经验，希望避免提交完整费率案；该项目受COVID、野火和冰风暴影响，公司希望尽快安全完成项目并在适当时候将其纳入客户价格 [77][78] 问题7: 各种递延费用（野火、冰风暴、PCAM）的处理情况，以及多少计入2022年现金流指引 - 电力成本调整机制递延约3000万美元，COVID大流行递延约3600万美元，年中寻求摊销；野火递延约4600万美元，冰风暴递延约6800万美元，下半年寻求摊销和解决；公司正在寻求证券化，整体递延费用共1.8亿美元 [79][80] 问题8: 如何看待水电条件，何时将水电水平常态化，以及如何应对相关环境 - 2022年哥伦比亚河径流预测为105% - 108%，公司运营的河流系统略低于100%，与2021年不同；冬季降水多、积雪好，目前太平洋西北地区天气温和；可参考NOAA网站了解水电条件对电力供应和成本的影响 [85][86] 问题9: 西部能源不平衡市场和FERC区域整合举措的最新进展 - 西部能源不平衡市场非常成功，为客户节省资金，便于整合可再生能源；今年春天邦纳维尔电力管理局将加入；公司还在与CISO等合作开展日前市场工作；加州正在进行更广泛的治理工作；西北电力池更名为西部电力池，正在处理资源充足性问题；CISO发布了扩展的输电规划文件 [88][89][90] 问题10: 在高通胀环境下，公司在监管和运营方面管理成本的选项有哪些 - 预计通胀将持续多年，2021年已解决工资通胀问题；公司专注于数字化流程和工作流，提高了效率；去年冰风暴后增加了关键设备的备件和库存；EPC和现场服务签订了长期合同；去年融资条件有吸引力，今年融资需求少 [96][97][98] 问题11: 2022年运营成本是否考虑了通胀，是否有足够成本抵消措施使其大致持平或略有下降 - 2022年运营成本较2021年正常化后下降约4%，效率提升计划已纳入指引 [100][101] 问题12: RFP投标或一般设备是否存在供应链问题 - 员工在努力解决资本项目、O&M项目和供应链中的供应链问题，公司能够应对；可再生能源采购方面存在一些供应链问题，正在与供应商合作解决；董事会支持增加购买长周期设备的权限 [103][104] 问题13: 如何理解公司4% - 6%的增长率，各项因素似乎表明增长率应更高 - 运营环境存在更多波动性，如冰灾、野火、创纪录温度、能源市场波动、供应链和通胀问题等；从2021年实际结果到2022年指引中点的增量增长收益为4%，从2019年基数计算的复合年增长率为5.5%；考虑费率基数、在建工程、资本结构和允许ROE后，可得出今年指引中点；长期来看，还有许多因素需要考虑，目前维持现有增长数字，后续可关注2023年及以后的指引 [109][110][111]

财务表现 - 2021年全年每股收益2.72美元，2020年为1.72美元；2021年第四季度每股收益0.73美元，2020年同期为0.57美元[10] - 2021年GAAP净收入为2.44亿美元，2020年为1.55亿美元[13] 业务进展 - 综合运营中心和先进配电管理系统优化电网运营[10] - 发布RFP，计划到2024年底增加375 - 500兆瓦可再生能源和375兆瓦无排放容量[10] 负荷增长 - 2021年负荷同比增长4.0%（天气调整后），住宅、商业、工业交付量分别增长1.0%、4.2%、8.5%（天气调整后）[13] - 长期负荷增长指引从1%提高到1.5%[13] 2022年费率案 - 平均费率基数56亿美元，增加8.14亿美元，增幅17%；ROE为9.5%；资本结构50/50；债务成本4.125%；资本成本6.83%[22] - 收入需求增加7400万美元，含6400万美元电力成本[22] 资本支出 - 2022 - 2026年在发电、输电和配电等方面有相应资本支出规划[25] 资源规划 - 2023年3月将提交下一份综合资源规划（IRP）和初始清洁能源计划[30] 流动性与融资 - 截至2021年12月31日，总流动性为8.43亿美元[31] - 预计2022年第三季度进行2.5亿美元长期债务融资[33] 2022年盈利指引 - 2022年全年稀释后每股收益指引为2.75 - 2.90美元[35] - 重申长期每股收益增长4% - 6%，长期股息增长5% - 7%[35]

零售业务数据关键指标变化 - 2021 - 2019年总零售收入分别为20.78亿美元、19.32亿美元、18.81亿美元，零售能源交付量分别为2053.2万兆瓦时、1954.3万兆瓦时、1946万兆瓦时，平均零售客户数分别为912209、902237、890019 [42] - 2021 - 2019年住宅、商业、工业零售收入占比分别为（1118亿美元，54%；708亿美元，34%；279亿美元，13%）、（1030亿美元，53%；634亿美元，33%；246亿美元，13%）、（981亿美元，52%；654亿美元，35%；222亿美元，12%）[42] - 2021 - 2019年住宅、商业、工业零售能源交付量占比分别为（797.8万兆瓦时，39%；719.3万兆瓦时，35%；536.1万兆瓦时，26%）、（775.6万兆瓦时，40%；685.5万兆瓦时，35%；493.2万兆瓦时，25%）、（747.1万兆瓦时，38%；731.8万兆瓦时，38%；467.1万兆瓦时，24%）[42] - 2021 - 2019年住宅、商业、工业平均零售客户数占比分别为（800372，88%；111569，12%；268，无占比）、（791119，88%；110851，12%；267，无占比）、（779673，88%；110084，12%；262，无占比）[42] - 无单一客户占公司总零售收入超过8%或总零售交付量超过13% [41] 业务计划相关数据 - 固定三年和至少五年的现有和计划负荷退出计划参与总量上限为300平均兆瓦[49] - 2020年新大型负荷直接接入计划对符合条件客户开放，上限为119平均兆瓦[50] - 绿色未来影响计划经OPUC批准，2021年12月批准将客户提供的可再生资源容量增加250兆瓦，使项目总可用容量达750兆瓦[51] 收入占比数据变化 - 2021 - 2019年批发收入占总收入的比例分别为11%、8%、8% [53] - 2021 - 2019年其他运营收入占总收入的比例分别为3%、2%、3% [54] 系统负荷与资源容量数据 - 2021年6月公司创下新的全网系统负荷峰值4447兆瓦，比1998年12月的历史峰值高出9%[56] - 2021年公司资源总容量为5314兆瓦，其中发电容量3450兆瓦占比65%，购电容量1864兆瓦占比35%[60] 公司资产权益与容量数据 - 截至2021年12月31日，公司在455兆瓦的Pelton/Round Butte水电项目中拥有66.67%的所有权权益，2022年1月1日降至50.01%[64] - 公司拥有两个风电场，Biglow Canyon总铭牌容量450兆瓦，Tucannon River总铭牌容量267兆瓦[65] - 公司在俄勒冈州Mist拥有41亿立方英尺的天然气储存量[67] - 2021年公司与华盛顿州公共事业区签订长期购电合同，获得404兆瓦的水电容量[70] - 截至2021年12月31日，公司与67个在线PURPA合格设施签订合同，提供298兆瓦的容量[72] - 2021年公司从PURPA合同购买电力的费用为5500万美元，购买电量为68.3万兆瓦时，平均每兆瓦时成本为79.89美元[73] - 截至2021年12月31日，公司有60个客户拥有的备用发电站点，总容量为130兆瓦[74] - 公司有一份容量合同，可在夏季和冬季高峰时段获得高达100兆瓦的季节性容量，合同于2024年到期[75] - 公司有三个光伏太阳能项目购电合同，总容量7兆瓦，合同期限至2036年和2037年；Wheatridge的太阳能和电池组件正在建设，预计2022年初完工，将分别增加50兆瓦和30兆瓦容量[76] - 公司有一份生物质能购电合同，将于2022年到期；还有两份代表300兆瓦容量的可再生能源购电合同，用于支持绿色未来影响计划[77] - 公司与Avangrid Renewables签订两份15年合同，分别从俄勒冈州吉列姆县和瓦斯科县的可再生能源设施获得162兆瓦和138兆瓦容量，预计分别于2022年5月和12月投入使用[83] 电力输送与服务数据 - 2021年，公司通过1274回路英里、电压115千伏及以上的输电线路输送了约2600万兆瓦时的电力[82] - 公司提供网络集成输电服务、长短期货运点对点输电服务和非期货运点对点服务等输电服务[90] 员工相关数据 - 截至2021年12月31日，公司有2839名员工，其中678名员工受与国际电气工人兄弟会地方125工会的两份协议覆盖，协议分别于2022年3月和8月到期[101] - 黑人和有色人种占公司员工总数超25%，占管理层近23%；女性员工占三分之一，管理层中女性占超34%，包括首席执行官[105] - 公司为员工提供多种培训和发展项目、学费报销、导师计划等，董事会至少每年审查高级管理层继任计划[103] 公司运营监管与风险数据 - 公司的特洛伊核电站乏核燃料从乏燃料池转移至独立乏燃料储存设施，预计2059年前不会完成运往场外储存[98] - 公司运营受《清洁空气法》《清洁水法》《濒危物种法》等多项环保法律法规监管[88][93][94] 商品合约与风险敞口数据 - 截至2021年12月31日，PGE商品合约净未实现（收益）/损失中，电力合约2022 - 2026年及以后分别为2000万、200万、300万、400万、500万和7200万美元，总计1.06亿美元；天然气合约分别为 - 7600万、 - 2600万、 - 400万，总计 - 1.06亿美元；净未实现（收益）/损失分别为 - 5600万、 - 2400万、 - 100万、400万、500万和7200万美元[349] - 截至2021年12月31日，加元价值变动10%，未来十二个月结算的交易风险敞口变化不显著[352] - 截至2021年12月31日，PGE循环信贷安排下无未偿还借款，无未偿还商业票据[353] - 截至2021年12月31日，PGE长期债务中，第一抵押债券公允价值37.08亿美元，账面价值31.8亿美元；污染控制收入债券公允价值1.23亿美元，账面价值1.19亿美元；总计公允价值38.31亿美元，账面价值32.99亿美元[355] - 截至2021年12月31日，PGE无受利率风险影响的长期债务工具[356] - 截至2021年12月31日，PGE商品活动信用风险敞口为1.73亿美元，其中1.7亿美元与外部评级为投资级的交易对手有关，相关交易将于2022 - 2025年到期[359] - PGE主要业务是向零售客户供电，面临商品价格、外汇汇率、利率和信用等市场风险[345] - PGE通过执行风险委员会（ERC）监督和管理公司风险，使用多种金融工具管理商品价格风险[346][348] - PGE通过适当的套期保值策略降低加元汇率波动风险，目前无缓解短期利率风险的金融工具[351][354] - PGE通过信用政策管理交易对手违约风险，对零售销售应收账款计提坏账准备以降低信用风险[357][358] 财务数据关键指标变化 - 2021 - 2019年净收入分别为2.44亿美元、1.55亿美元、2.14亿美元[378] - 2021 - 2019年总收入分别为23.96亿美元、21.45亿美元、21.23亿美元[378] - 2021 - 2019年总运营费用分别为20.18亿美元、18.76亿美元、17.70亿美元[378] - 2021 - 2019年基本每股收益分别为2.72美元、1.73美元、2.39美元[378] - 2021 - 2019年综合收入分别为2.45亿美元、1.54亿美元、2.13亿美元[380] - 截至2021和2020年底，现金及现金等价物分别为5200万美元和2.57亿美元[383] - 截至2021和2020年底，应收账款净额分别为3.29亿美元和2.71亿美元[383] - 截至2021和2020年底，总流动资产分别为6.88亿美元和7.21亿美元[383] - 截至2021和2020年底，电力公用事业厂净值分别为80.05亿美元和75.39亿美元[383] - 截至2021和2020年底，总资产分别为94.94亿美元和90.69亿美元[383] - 截至2021年12月31日，公司总负债为67.87亿美元，较2020年的64.56亿美元增长约5.13%；股东权益为27.07亿美元，较2020年的26.13亿美元增长约3.6%；负债和股东权益总计94.94亿美元，较2020年的90.69亿美元增长约4.69%[386] - 2021年净收入为2.44亿美元，2020年为1.55亿美元，2019年为2.14亿美元[392] - 2021年经营活动提供的净现金为5.32亿美元，2020年为5.67亿美元，2019年为5.46亿美元[392] - 2021年投资活动使用的净现金为6.56亿美元，2020年为7.87亿美元，2019年为6.04亿美元[392] - 2021年融资活动使用的净现金为0.81亿美元，2020年提供的净现金为4.47亿美元，2019年使用的净现金为0.31亿美元[394] - 截至2021年12月31日，公司现金及现金等价物期末余额为0.52亿美元，2020年为2.57亿美元，2019年为0.30亿美元[394] - 2021年支付的利息净额为1.20亿美元，2020年为1.13亿美元，2019年为1.16亿美元；支付的所得税2021年为0.16亿美元，2020年为0.17亿美元，2019年为0.33亿美元[394] - 公司将2020年现金流量表经营活动部分的100万美元增量野火成本递延从其他非现金收入和费用净额中重分类，1400万美元从其他净额中重分类[401] - 截至2021年12月31日和2020年12月31日，公司现金等价物分别为4400万美元和2.55亿美元[402] - 截至2021年12月31日和2020年12月31日，公司作为抵押的现金存款分别为3700万美元和800万美元，信用证分别为1800万美元和1200万美元[410] - 2021年、2020年和2019年，公司平均使用的AFUDC利率分别为6.7%、6.9%和7.1%[415] - 2021年、2020年和2019年，AFUDC来自借款资金分别为800万美元、800万美元和500万美元，来自股权资金分别为1700万美元、1600万美元和1000万美元[415] - 2021年、2020年和2019年，折旧费用占相关平均可折旧工厂的百分比分别为3.4%、3.5%和3.6%[416] - 截至2021年12月31日和2020年12月31日，无形资产累计摊销分别为4.46亿美元和3.88亿美元，2021年摊销费用为5800万美元，2020年和2019年均为6400万美元[419] - 预计2022 - 2026年无形资产摊销费用分别为5900万美元、5100万美元、4600万美元、3300万美元和2500万美元[419] - 公司2021年、2020年和2019年授权的净资产收益率均为9.5%[429] - 2021年公司实际NVPC比基线NVPC高6200万美元，已递延2900万美元，占预计向客户收取的超额差异的90%；2020年排除1.27亿美元交易损失后，实际NVPC比基线NVPC低1300万美元[430] - 截至2021年12月31日，公司与公用事业工厂ARO相关的净监管负债为4300万美元，与特洛伊退役ARO活动相关的净监管资产为9000万美元；2020年分别为3700万美元和8800万美元[435] - 2021年、2020年和2019年，公司从客户处收取并汇给税务机关的特许经营税分别为4800万美元、4600万美元和4500万美元[444] - 2021年、2020年和2019年公司总营收分别为23.96亿美元、21.45亿美元和21.23亿美元[454] - 2021年、2020年和2019年，批发收入中与实物电力商品合同衍生品结算相关的金额分别为6300万美元、6500万美元和5000万美元[455] - 截至2021年12月31日和2020年12月31日，公司因某些递延税资产和负债变化确认为净监管负债的金额分别为2.08亿美元和2.39亿美元[451] - 2022年综合费率案中，各方达成协议，预计2022年5月生效的新客户价格实施后将取消公司的解耦机制，预计2022年4月获OPUC最终命令批准，届时递延将停止，但此前记录的递延摊销将按计划继续[448] 零售客户相关数据 - 截至2021年12月31日，公司为约91.7万名零售客户提供服务，服务

财务与运营亮点 - 2021年第三季度净收入5000万美元，摊薄后每股收益0.56美元[10] - 重申2021年负荷增长2.5% - 3.0%，全年摊薄后每股收益2.70 - 2.85美元，长期每股收益增长4% - 6%，长期股息增长5% - 7%，长期负荷增长1%[11] 2022年费率案更新 - 提议费率基数57亿美元，主要运维成本驱动因素为增加植被管理[17] - 加速科尔斯特里普电厂折旧至2025年，改进风暴停电机制，将年度应计金额从370万美元增至1040万美元[17] - 保留2%的解耦上限，允许超过2%的金额结转至后续年份回收，扩大分布式能源和DSG项目[17] 资本投资 - 2021 - 2025年在发电、输配电、通用业务与技术、综合运营中心等方面有资本支出预测[22] 2021年展望 - 2021年非住宅能源交付同比强劲增长，商业增长3.9%，工业增长9.2%[27] - 全年业绩符合预期，前三季度摊薄后每股收益累计1.98美元，重申全年摊薄后每股收益2.70 - 2.85美元[27]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第三季度净收入为5000万美元，合每股0.56美元，而2020年第三季度亏损1700万美元，合每股0.19美元 [6] - 2021年年初至今收入同比增长12%，第三季度同比增长17% [8] - 2021年第三季度GAAP每股收益为0.56美元，2020年第三季度GAAP每股亏损0.19美元；2020年第三季度非GAAP每股收益为0.90美元 [21] - 2021年第三季度总营收增加0.37美元，主要因经济强劲推动服务区域增长及天气转暖，总营收同比增长17%；不利电力成本为0.39美元，因天气转暖、区域容量需求增加及可再生能源发电量降低导致市场价格大幅上涨 [22] - 预计将超过3000万美元门槛启动客户成本分摊，本季度已递延2700万美元，占门槛以上差异的90%，预计相关监管程序将在2022年待悬而未决的费率案结束后开始 [23] - 固定运营费用使每股收益减少0.11美元，包括增强野火缓解费用0.03美元、额外植被管理费用0.04美元、服务恢复成本0.02美元和其他杂项费用0.02美元 [24] - 行政费用使每股收益减少0.18美元，其中一半归因于2020年的特殊项目，其余归因于外部服务、员工福利费用增加和其他杂项费用 [24] - 其他项目使每股收益减少0.03美元，包括因电厂退役导致的折旧和摊销减少带来的0.03美元收益、因2020年资产退役时间差异导致的0.04美元较高税收费用以及0.02美元其他不利杂项费用 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 - 高科技和数字服务部门持续快速增长，与2020年第三季度相比增长9%，客户正在扩大产能，数据中心开发商等的选址活动有所增加 [20] - 住宅用电量因远程工作持续而显著升高 [20] 各个市场数据和关键指标变化 - 电力市场在整个夏季波动明显，市场价格因天气转暖、区域容量需求增加以及可再生能源发电量降低而大幅上涨 [19][22] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划到2030年实现脱碳目标，预计需要约1500 - 2000兆瓦的额外无碳资源和约800兆瓦的非排放容量资源；12月将发布RFP，寻求约1000兆瓦的可再生能源和非排放容量资源，计划增加375 - 500兆瓦的可再生能源，并引入约375兆瓦的非排放特殊容量 [9][10] - 公司需要升级电网以整合可再生能源资源，使客户更容易参与需求响应和分布式能源计划，确保服务可靠且价格合理；预计多达25%满足脱碳未来所需的灵活性将来自客户和分布式能源资源，如太阳能电池板、电池、电动汽车；计划到2023年底将相关项目规模显著扩大至500兆瓦 [11][12] - 作为西部能源和平衡市场的早期参与者，公司倡导扩大和加强批发电力市场，以提高可靠性、加速脱碳并降低客户成本；与西部公用事业合作伙伴共同努力加强可靠性规划、推进综合市场，并研究西部区域输电组织的益处 [13] - 公司将可持续发展融入业务各个方面，9月发布ESG报告，近期采用绿色融资框架，成功发行1.5亿美元绿色债券；昨日向联邦能源监管委员会提交费率案，以审查第三方输电收入，新价格带来的收入将通过收入抵免抵消零售客户价格 [14] - 公司在2022年一般费率案中与利益相关者就资本成本达成协议，支持50%债务、50%股权的资本结构和9.5%的允许ROE；计划在RFP流程中投标基准资源，并提交附属利益实体申请，以解决公用事业因税收正常化要求带来的结构性税收劣势，为客户提供更大价格优惠 [27][28][29] - 公司将资本支出预测增加超过1亿美元，主要集中在2022年，与基于电网的投资相关；假设获得OPC批准，2022年无需发行股权来满足资本要求，除非RFP带来重大可再生能源项目增加 [30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 炎热的夏季天气和电力市场波动对公司所在地区和本季度业绩产生重大影响，但公司业务依然强劲，得益于科技和数字领域的负荷增长以及因炎热天气和持续的COVID限制导致的居民用电量增加 [6][7] - 公司重申2021年每股2.70 - 2.85美元的盈利指引，长期盈利增长指引为4% - 6%，2021年年初至今的业绩符合预期，未来清洁能源需求的强劲增长为公司实现长期财务目标和为客户及投资者创造价值奠定基础 [7][32] 其他重要信息 - 公司欢迎Dawn Farrell加入董事会，她在能源领域经验丰富，曾领导一家以热力发电为主的公司转型为领先的清洁可再生能源公司，将对公司的转型起到重要作用 [16] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请分析2021年第四季度盈利的构成要素 - 2020年第四季度每股收益为0.57美元，但记录了Sullivan水电设施的资产退役义务（ARO）每股0.17美元，并调整了激励措施；将ARO和激励调整的0.22美元加至0.57美元，可将2020年第四季度业绩正常化为每股0.79美元，接近2021年指引范围的中点；目前2021年年初至今每股收益为1.98美元 [36][37][38] 问题2: 待决的和解方案及税收抵免机制的变化对公司未来五年的清洁能源投资有何影响 - 公司对相关公告感到高兴，税收抵免和法案结构对公司很重要，公司一直与参议员Wyden合作推动技术中立的税收抵免，税收正常化也是公司的目标；若无法实现税收正常化，附属实体申请将为公司在电池存储等方面为客户争取最低成本提供公平竞争环境 [40][41] 问题3: 费率案中，在资本结构和ROE达成和解后，如何解决其他未决问题，以及50 - 50的资本结构是否会改变股权动态 - 50 - 50的资本结构让公司有信心在2022年不发行股权，公司资产负债表状况良好，有能力为增加的资本计划提供资金；公司本周收到评论并正在评估，这是正常流程；公司提出的费率案较为温和，约3.9%，其中2%在AUT本身，主要是资本案；公司有和解的历史，目前将进入信息交流阶段，但结果尚不确定 [48][49][50] 问题4: 附属实体动态如何扩大机会，为何现在转向这一机会 - 行业仍希望解决税收正常化问题，但附属实体申请并非新事物，类似的申请在全国很常见；它将使公司能够利用税收优势降低可再生能源成本，为客户提供更多竞争机会，以实现向更多可再生能源转型过程中客户能源成本最低且可靠的目标；公司即将进入可再生能源的重大增长计划，需要公平竞争环境和工具来参与竞争，因此现在采取这一行动 [55][56][58] 问题5: 可变电力成本的规模似乎前所未有的大，2700万美元的递延将如何发展，以及如何减轻对客户账单的潜在影响 - 电力成本递延机制高度公式化，此次递延可客观计算和验证；通常会在解决悬而未决的GRC后，在几年内摊销；公司还有其他约1.5亿美元的递延，包括COVID递延、2020年野火递延和2月风暴成本递延，这些递延性质不同，预计将根据复杂程度和规模在不同时间段内摊销；公司将探索证券化结构以利用低成本债务利率；电力成本回收是一个多步骤过程，包括预测方法、AUT、采购策略、电厂运营和PCAM等，公司在各方面都采取了措施；预计2022年约6000万美元的增长中，约一半与负荷增加有关，另一半与投资组合去风险和价格上涨有关，公司的天然气套期保值策略使客户免受天然气价格波动影响 [66][67][74] 问题6: 费率案中，工作人员的证词与公司要求存在较大差异，如何看待，以及风暴应计和脱钩等提议变更获得批准的可能性 - 公司认为这种差异在费率案中很常见，不会过度反应；公司希望全面推进GRC并达成和解，但递延事项将在单独的流程中处理；公司将与各方合作，保持透明，让大家了解过去一年多的情况以及公司为创建更可靠和有弹性的公用事业所做的工作 [77][78] 问题7: 公司规划的能源和容量需求与4% - 6%的增长指引有何关系，当前流程是否支持或会增加增长 - 增长指引范围不包括公司在新一轮RFP中可能竞得的发电设施；公司预计本十年会有两到三次IRP，且将尽快退出对Colstrip电厂的权益，并已就加速折旧达成和解；任何通过IRP获得的额外所有权机会，若为成本最低、风险最小的项目，将对4% - 6%的增长有增益作用 [86][87][89] 问题8: 在RFP流程中若成功中标，何时进行相关股权融资，是否自动有资格获得相关附加费以收回成本，还是需要重新提交GRC - 公司有可再生能源调整机制来跟踪可再生能源；预计春季和初夏知道中标情况，设计和建设将在2023 - 2024年进行，融资将在该时间段进行，公司流动性良好，无需立即进入市场进行大量融资，尤其是股权融资 [91][92] 问题9: 本季度电力成本波动的驱动因素是什么，如何确保这种波动不是新常态 - 高温事件、该地区水电和风电发电量减少导致市场价格波动；公司可通过年度更新机制反映市场条件的学习成果；整个西部减少了大量热电厂，稀缺时期备用资源减少，预计仍会有波动，但公司正在学习和应对；公司看到西部市场整合和资源共享的趋势，这有助于管理波动 [98][99][100] 问题10: 资本支出增加的原因是什么，哪些项目导致2022年的数字增加 - 公司加速了分布式资源计划，包括太阳能、电池存储、电动汽车等，以及需求响应计划，以提高电网的可靠性和灵活性；2022年资本支出增加主要与电网相关，约65%，其中约2500万美元来自综合运营中心的建设，还有一些发电侧的维护资本支出；公司还在大量投资技术，包括客户服务活动、工作流程改进和数据管理等；2023 - 2025年的资本支出主要也是与电网相关的工作，不包括可能建设的发电设施 [103][106][107] 问题11: 在80%碳减排或100%清洁能源的世界中，如何看待容量问题 - 公司所在的太平洋西北地区水电占比约50% - 55%，具有成本优势；风能和太阳能也有容量因子，且电池存储可更好地利用输电资源；公司还将配电系统作为容量来源和缓冲器；公司有多个合作伙伴关系，提供能源服务和容量；公司将采取综合解决方案，包括利用西部市场的整合和加速变革；2021年RFP中要求约375兆瓦的非排放容量，公司对电池技术和成本曲线在拍卖中的表现感兴趣 [111][112][115] 问题12: 国会的直接支付政策如何影响公司，是否会抵消股权需求并改变增长前景，是否会使公司在投标中更具竞争力 - 直接支付等工具对公司至关重要，可帮助公司为客户提供成本效益高的可再生能源和可靠电力；直接支付将抵消股权需求，提供更多选择；还可帮助消除公司结转的未使用税收抵免，提高效率，对公司和客户都有显著好处 [120][121] 问题13: 随着费率基数增长，监管结构滞后成本是否会缩小 - 随着公司服务区域的增长，监管结构滞后成本会缩小，因为费用将分摊到更大的基数上；OPUC计算的股权回报率与会计角度不同，公司在投资者方面表现较好；更大、更稳定的基数还可降低波动性 [122][123][125] 问题14: 2022年如何消除极端天气对股东和客户的电力成本波动影响 - 公司采取综合策略，包括确保发电设施在最具挑战性的日子里100%可靠；整合发电设施，确保有足够的容量和储备；调整建模技术以反映市场现实；加速分布式资源计划，利用配电系统作为断路器和发电来源；与西部其他公用事业合作，推进日前市场和进一步整合；评估RTO等机制 [127][128][129] 问题15: 设置AUT和净可变电力成本时，是否假设正常水电条件或使用NOAA预测，以及AUT的设定日期 - 公司使用长期水电预测，该预测可追溯到几十年前，还使用五年滚动平均的风电预测；所有这些数据都用于市场对电力和天然气的定价；未来几天和几周将设定AUT，并用于2022年，同时结合与各方合作的新模型 [138] 问题16: 太平洋西北地区的湿冷天气预测是否包含在关税中，是否会在PCAM下为公司带来收益 - 当前天气条件或预测不直接用于设定AUT，而是使用长期数据；湿冷天气对水电条件有益，可补充水库和地下水位，但也可能带来更多风，导致T&D成本增加；公司正在加强系统以减少停电 [139][140] 问题17: 电动汽车基础设施是否是除增加供应组合外的重大投资机会 - 从立法支持角度看，公司在电动汽车基础设施方面有很大机会，包括系统内的变压器、变电站、线路，以及充电设施的准备工作；公司认为这是一个巨大的机会，虽然目前规模较小，但预计会逐年增加；电动汽车数量增加可在非高峰时段充电，提高可靠性，降低客户成本；每辆电动汽车相当于一个新的住宅客户 [141][142][145] 问题18: 如何解释工作人员证词中对客户成本和环境关注之间权衡的担忧 - 公司不会猜测工作人员的立场，强调与监管机构合作；公司为应对未来的波动性和可靠性压力进行了投资，能够为客户提供价格合理、可靠的能源，并逐步实现无碳化；公司提出的价格上涨幅度较为温和，这得益于全体员工提高效率、利用技术和以客户为中心的工作 [151][152][153] 问题19: 公司在使用技术和可再生能源时，是否能从成本降低的角度为客户带来好处 - 公司认为不需要为绿色转型支付更多成本，但需要更明智地使用技术，与合作伙伴整合；可再生能源在大多数情况下成本低于新的热力运营，但在技术方面带来挑战；公司正在推进分布式资源系统和相关技术，以降低客户成本和可再生能源成本 [155][156]

公司减排目标 - 公司计划到2030年将与供应给客户的电力相关的温室气体排放量至少减少80%，到2040年实现零排放[162] - 2021年6月，俄勒冈州立法机构通过HB 2021法案，要求投资者所有的公用事业公司和电力服务供应商到2030年将温室气体排放量减少80%，2035年减少90%，2040年及以后减少100%[161][163] - 2020年3月，俄勒冈州州长发布行政命令，将该州清洁燃料计划的减排目标提高一倍多，从之前要求到2025年将燃料平均碳强度从2015年水平降低10%，提高到到2035年降低25%[166][168] - 2016年，俄勒冈州参议院第1547号法案要求俄勒冈州公用事业客户的能源供应中煤炭最迟在2030年消除（PGE的Colstrip产出可延长至2035年）[168] 公司业务所有权情况 - 公司在Colstrip 3号和4号机组拥有20%的所有权份额[169] - 公司在Colstrip输电设施拥有15%的所有权权益和容量[171] - 公司在455兆瓦的Pelton/Round Butte水电项目中拥有66.67%所有权，CTWS有购买额外16.66%所有权的选择权并已通知行使[177] 公司业务运营调整 - 2020年10月，公司停止了Boardman发电厂的燃煤运营并开始退役活动[172] - 2021年7月下旬，PGE折旧研究案的某些相关方达成协议，将加速Colstrip发电资产的折旧至2025年12月31日[170] - 公司在2016年提交关税申请，将Colstrip设施投资的回收时间从2042年提前到2030年[169] 公司资源采购与规划 - 公司2018年招标采购约100平均兆瓦合格可再生资源，中标项目为Wheatridge，含300兆瓦风力发电、50兆瓦太阳能发电和30兆瓦电池储能[173][174] - 到2025年RPS阈值提高到27%，2030年到35%，2035年到45%，2040年到50%[173] - 公司预计到2030年需约1500 - 2000兆瓦清洁和可再生资源以及约800兆瓦无排放可调度容量资源[176] - 公司与Douglas County PUD的五年协议自2021年1月1日起，预计贡献100 - 160兆瓦容量[177] - 2021年全资源招标中，公司预计引入约375 - 500兆瓦可再生资源和约375兆瓦无排放可调度容量资源[178] 公司项目建设情况 - 公司集成运营中心预计总成本2亿美元（不含AFDC），截至2021年9月30日已记录1.67亿美元（含AFDC），预计2021年第四季度投入使用[187] 地区政策目标 - 俄勒冈州设定2025年零排放车辆销售目标为25万辆，2035年零排放车辆占新车销售比例达90%[188] 公司价格调整与成本情况 - 2022年公司申请提高年度收入要求，使客户价格总体平均上涨约3.9%，其中2.0%源于预计的可变电力成本增加[190] - 公司因疫情采取支持客户措施，导致坏账费用增加、收入损失和其他增量成本[198] - 2021年前三季度，公司COVID - 19递延费用增加1100万美元，截至2021年9月30日和2020年12月31日，递延余额分别为2700万美元和1000万美元，预计2021年增量坏账费用为3400 - 3600万美元[200] - 公司资本结构为50%债务和50%股权，股权回报率为9.5%，资本成本为6.94%，费率基数为57亿美元；更新后资本成本为6.83% [200] - 截至2021年9月30日和2020年12月31日，公司野火响应累计递延成本分别为3600万美元和1500万美元[205] - 2021年2月风暴使公司截至9月30日估计产生1.07亿美元增量成本，其中3600万美元为资本支出，7100万美元为运营费用，已递延6000万美元[207][209] - 2021年AUT批准电力成本较2020年增加6600万美元，相应年度收入要求也增加6600万美元[211] - 波特兰港超级基金场地预计总修复成本为17亿美元，公司估计未折现总成本在19 - 35亿美元之间[212] - 2021年前三季度公司记录向客户净退款900万美元，2020年记录估计净退款600万美元[214][216] - 解耦机制下，2021年商业客户收款达到上限，住宅客户需求增加导致退款增加[215] - 公司估计截至2020年12月31日和2021年12月31日，Boardman收入要求递延金额分别高达1400万美元和6600万美元[218] 公司能源交付与负荷情况 - 2021年前九个月零售能源交付量较2020年同期增长6%，第三季度增长5%[223] - 2021年6月28日公司录得新的系统峰值负荷4441兆瓦，超过之前的历史纪录4073兆瓦[225] - 经天气因素调整后，2021年前九个月零售能源交付量较2020年同期增长4%[226] - 2021年前九个月，直接接入客户的能源交付量上限约为公司总零售能源交付量的13%[227] - 2021年和2020年前九个月，电力服务供应商向直接接入客户的实际能源交付量占公司总零售能源交付量的11%[228] - 2021年前九个月，公司天然气发电的工厂可用性为90%，煤炭为99%（不包括Colstrip），风能为84%，水能为93%[223][231] - 2021年前九个月，水电能源接收量较2020年增加55%，其中中哥伦比亚和其他地区水电项目增加95%，公司自有设施减少15%[235] - 2021年前九个月，公司自有风能资源及合同能源接收量较2020年增加31%[236] - 2021年9月30日总系统负荷为678.1万兆瓦时，较2020年同期的625.1万兆瓦时增加；前九个月总系统负荷为1877.2万兆瓦时，较2020年同期的1820.1万兆瓦时增加[254] - 2021年前九个月，天然气发电707.4万兆瓦时占比38%，煤炭发电145.5万兆瓦时占比8%，水电77.8万兆瓦时占比4%，风电184.3万兆瓦时占比10%；购电总量762.2万兆瓦时占比40%；总系统负荷1877.2万兆瓦时[257] 公司成本分摊与NVPC情况 - 当实际非可变电力成本（NVPC）超出规定范围时，成本分摊机制（PCAM）规定90%的超额差异将向客户收取或退还[239] - 2021年前九个月实际NVPC比基线高6000万美元，截至9月30日公司已递延2700万美元，占预计向客户收取超额差额的90%[241] - 2021年前三个月和前九个月，实际NVPC分别为1.47亿美元和4.27亿美元，较2020年同期分别减少8900万美元和增加300万美元[259] 公司营收与收入情况 - 2021年第三季度总营收6.42亿美元，较2020年同期的5.47亿美元增长17%；前九个月总营收17.88亿美元，较2020年同期的15.89亿美元增长13%[242] - 2021年第三季度净收入5000万美元，较2020年同期增加6700万美元；前九个月净收入1.78亿美元，较2020年同期增加7500万美元[242][243][244] - 2021年第三季度零售收入5.16亿美元，较2020年同期的4.77亿美元增加3900万美元；前九个月零售收入15.53亿美元，较2020年同期的14.2亿美元增加1.33亿美元[245][248] - 2021年第三季度批发收入较2020年同期增加5600万美元，增幅100%；前九个月批发收入较2020年同期增加5600万美元[250][251] - 2021年前九个月其他运营收入较2020年同期增加1000万美元，主要因天然气销售市场条件改善[253] 公司费用情况 - 2021年第三季度购电和燃料费用2.59亿美元，较2020年同期的2.92亿美元减少3300万美元；前九个月费用6.13亿美元，较2020年同期的5.54亿美元增加5900万美元[242][254] - 2021年第三季度平均可变电力成本每兆瓦时42.19美元，较2020年同期的46.62美元下降；前九个月平均可变电力成本每兆瓦时34.09美元，较2020年同期的30.44美元上升[254] - 2021年第三季度购电平均成本下降24%，公司自有发电平均成本上升10%，总系统负荷增加主要因购电能源交付量增长33%[255] - 2021年前九个月，每兆瓦时平均可变电力成本增加5500万美元，其中购电平均成本增加16%，公司自有发电平均成本下降5%；总系统负荷增加3100万美元，主要因购电能源交付量增加8%[256] - 2021年前三个月和前九个月，发电、输电和配电费用分别为8000万美元和2.36亿美元，较2020年同期分别增加1500万美元和2100万美元[263] - 2021年前三个月和前九个月，行政及其他费用分别为8200万美元和2.47亿美元，较2020年同期分别增加1900万美元和3900万美元；折旧和摊销费用分别减少700万美元和1500万美元[264] - 2021年前三个月和前九个月，所得税费用分别增加3200万美元和2200万美元[268] 公司现金流与资本支出情况 - 2021年前九个月，经营活动净现金流入5.82亿美元，投资活动净现金流出5.02亿美元，融资活动净现金流出4300万美元；现金及现金等价物期末余额为2.94亿美元[270] - 公司预计2021年折旧和摊销的非现金费用在4.1亿 - 4.3亿美元之间，经营活动预计提供的总现金在5.75亿 - 6.25亿美元之间[272] - 2021年公司计划进行7亿美元的资本支出，预计通过2021年经营活动产生的现金以及发行短期和长期债务证券来筹集资金[274] - 2021 - 2025年持续资本支出分别为6.3亿美元、6.3亿美元、5.5亿美元、5.5亿美元、5.5亿美元，总资本支出分别为7亿美元、6.55亿美元、5.5亿美元、5.5亿美元、5.5亿美元[277] - 2021年公司预计用运营现金（5.75 - 6.25亿美元）、发行不超过4亿美元的长期债务证券及按需发行短期债务或商业票据来满足资本需求[279] 公司流动性与债务情况 - 截至2021年9月30日，公司可用流动性为10.86亿美元，其中循环信贷额度6.5亿美元，信用证可用额度1.42亿美元，现金及现金等价物2.94亿美元[280] - 2021年3月31日公司获得2亿美元的364天定期贷款，9月30日已还清[285] - 截至2021年9月30日，公司长期债务净额为32.85亿美元，扣除未摊销债务费用1400万美元[286] - 2021年9月30日公司发行4亿美元第一抵押债券，包括2028年到期1亿美元（年利率1.82%）、2031年到期5000万美元（年利率2.10%）、2034年到期1亿美元（年利率2.20%）、2051年到期1.5亿美元（年利率2.97%）[287] - 穆迪和标普对公司的发行人信用评级分别为A3和BBB +，高级担保债务评级分别为A1和A，商业票据评级分别为P - 2和A - 2，展望均为稳定[288] - 截至2021年9月30日，公司已向交易对手方提供2500万美元抵押品，包括500万美元现金和2000万美元信用证；单机构评级下调至投资级以下可能需追加7400万美元抵押品，双机构下调可能需追加1.42亿美元抵押品[289] - 截至2021年9月30日，公司债务与总资本比率为56.4%，信贷协议要求该比率不超过65.0%[292] - 公司预计在2021年9月30日最严格的发行测试下，可额外发行高达10亿美元的第一抵押债券[291] 公司其他情况 - 公司关键会计政策在2020年年度报告（Form 10 - K）中概述[240] - 2020年俄勒冈州野火季烧毁超100万英亩土地，公司采取多项野火缓解措施[204] - 2021年4 - 9月，哥伦比亚河达尔斯处径流为正常水平的82%，中哥伦比亚河大古力处为89%，克拉卡马斯河埃斯塔卡达处为70%，德舒特河穆迪处为84%[258] 公司收益增长指引 - 公司稀释后每股收益增长指引为平均4 - 6%[162]